TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

MANUAL TERICO-PRCTICO DE INGENIERA DE

COMPLETACIN Y REHABILITACIN DE POZOS

ESCUELA DE PETRLEO DE LA U.C.V

Tutor acadmico: Prof. Martn Essenfeld

Tutor industrial: Ing. Ysnardo Moya

Trabajo Especial de Grado

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela por el

Br. Simancas Segovia Frank Jos para

optar al ttulo de Ingeniero de Petrleo

CARACAS 2.005

iii

AGRADECIMIENTOS

A la Universidad Central de Venezuela por permitirme ser parte de la Casa

que vence la Sombra y darme el honor de ser un egresado de la mejor Universidad del

pas; a mis tutores Dr. Martn Essenfeld y el Ing. Ysnardo Moya, por su confianza y

por darme la oportunidad de lograr esta meta; a mi Madre, por darme la vida, la

crianza, apoyo y comprensin durante todos estos aos; a mi Padre por sus valiosos e

innumerables consejos, su apoyo incondicional y por su paciencia; a mi Hermana, por

su compaa, ayuda y constancia; a Jorge, por aceptarme como un hijo y ensearme

las cosas de la vida; a mi Hermano, por ser mi amigo incondicional y estar a mi lado

en las buenas y en las malas; a Dainazet Robespierre, por llenar ese espacio tan

importante en mi vida, por su apoyo y amistad; al Sr. Marcelino Rojas, por su

confianza depositada en mi y que le agradecer toda mi vida; al Dr. Alberto Yegres,

por su valiosa ayuda en la realizacin de esta Tesis y sus oportunos consejos; al Ing.

Oscar Pulido por su apoyo y colaboracin en la elaboracin de este Manual; a mis

compaeros y amigos de la Universidad, por su agradable compaa y con quienes

compart estos largos aos llenos de dificultad y con quienes cont desde siempre; a

todas aquellas personas que de una u otra forma siempre estuvieron pendiente de mi y

que me apoyaron en todo momento; a Dios por darme la fuerza y la voluntad para

lograr esta meta.

A todos ellos, mi profunda gratitud.

F.J.S.S.

iv

Simancas S. Frank J.

MANUAL TERICO-PRCTICO DE INGENIERA DE COMPLETACIN Y REHABILITACIN DE POZOS ESCUELA

DE PETRLEO DE LA U.C.V

Tutor Acadmico: Prof. Martn Essenfeld. Tutor Industrial: Ing. Ysnardo Moya. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera de

Petrleo. 2005, 314 pag.

Descriptores: Caoneo de Pozos Petroleros - Completacin de Pozos Rehabilitacin de Pozos Fluidos de Completacin

El avance de los conocimientos cientficos y tecnolgicos aplicados en Venezuela desde comienzos del siglo XX, han causado un gran impacto y afianzado la evolucin de la Industria Petrolera Nacional hacindola mas segura y productiva con el trascurso de los aos. Consecuentemente, se increment el inters por optimizar las completaciones, utilizando equipos de seguridad mas eficaces, de acuerdo a las necesidades requeridas para la magnitud de los trabajos a realizar. Estas medidas facilitan el desarrollo de la labor, alcanzando ptima calidad en la produccin y haciendo las jornadas de trabajo mas eficientes y menos peligrosas. Por ello es importante y fundamental resaltar el hecho de que se deben tener los conocimientos suficientes para hacer una buena completacin, ya que esto traer como consecuencia que la vida productiva de los pozos y la produccin misma, sea cada vez mayor. Es decir, que cuando se realiza una buena completacin, utilizando los equipos adecuados, se est en la condicin de que la comunicacin entre el yacimiento y el pozo sea ptima. Sin embargo, cuando no se logra que esto suceda surge la necesidad de realizar ajustes en las completaciones e incluso efectuar cambios en las herramientas utilizadas, como tambin modificaciones en la formacin hasta lograr un mejor desempeo. Estos trabajos se clasifican de acuerdo al cambio que se desea realizar. Cuando se habla de cambios a nivel de zonas productoras se refiere a trabajos de reacondicionamiento o rehabilitacin; y cuando se habla de trabajos que no involucran las zonas productoras se refieren a la reparacin de pozos. Con este Manual, se pretende exponer los distintos tipos de equipos de superficie y subsuelo tales como el Cabezal, las Vlvulas Impiderreventones, las Empacaduras, los Mandriles, etc; as como tambin los Fluidos de Completacin, el Caoneo y los procedimientos adecuados para la realizacin del caoneo. En cada captulo se presentan algunos ejemplos y programas que facilitarn al estudiante a entender mejor la materia y as tendr una manera ms fcil de visualizar los distintos pasos y operaciones que se realizan en la Ingeniera de Completacin y Rehabilitacin de Pozos. Finalmente se espera que los usuarios de este Manual dispongan de una herramienta til para el mejor manejo y entendimiento de los temas planteados para fortalecer los conocimientos y elevar el rendimiento acadmico en esta rea tan importante de la Ingeniera de Petrleo.

v

NDICE GENERAL

Agradecimientos. . . . . . . . . iii

Resumen. . . . . . . . . . iv

Lista de Tablas. . . . . . . . . xi

Introduccin. . . . . . . . . 1

Captulo I: El Problema. . . . . . . 4

I.1.- Planteamiento del Problema. . . . . 4

I.2.- Objetivos. . . . . . . . 5

I.2.1.- Objetivo General. . . . . . 5

I.2.2.- Objetivos Especficos. . . . . . 5

Captulo II: Marco Terico. . . . . . . 6

II.1.- Visin General . . . . . . . . 6

II.2.- Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo. . . . 16

II.2.1.- Equipos de Superficie. . . . . . . 16

II.2.1.1.- Cabezal. . . . . . . . 16

II.2.1.2.- Funciones del Cabezal. . . . . . 17

II.2.1.3.- Tipos de Cabezal. . . . . . . 19

II.2.1.4.- Material de un Cabezal. . . . . . 21

vi

II.2.1.5.- Estandarizacin del Equipo . . . . . 22

II.2.1.6.- Rango de Presin de Trabajo de un Cabezal. . . 23

II.2.1.7.- Altura y Costo. . . . . . . 24

II.2.1.8.- Identificacin de un Cabezal . . . . 24

II.2.1.9.- Partes de un Cabezal . . . . . 25

II.2.1.10.- Sistema de Seguridad. . . . . . 30

II.2.1.10.1.- Vlvulas de Contrapresin. . . . 34

II.2.1.10.2.- Vlvulas Impiderreventones. . . . 34

II.2.1.10.3.- Comparacin Operacional. Pozos que Producen por

Flujo Natural. . . . . . . 36

II.2.2.- Equipos de Subsuelo. . . . . . . . 38

II.2.2.1.- Tuberas. . . . . . . . 40

II.2.2.2.- Empacaduras de Produccin. . . . . 45

II.2.2.3.- Equipos Adicionales para la Completacin. . . 51

II.2.2.3.1.- Niples de Asiento. . . . . 51

II.2.2.3.2.- Niples Pulidos. . . . . 52

II.2.2.3.3.- Mandriles. . . . . . 53

II.2.2.3.4.- Mandriles con Bolsillo Lateral. . . 55

II.2.2.3.5.- Acoples de Flujo. . . . . 55

II.2.2.3.6.- Juntas de Erosin y Juntas de Impacto. . 56

II.2.2.3.7.- Mangas Deslizantes. . . . . 56

II.2.2.4.- Equipos Adicionales para la Produccin. . . . 57

II.2.2.4.1.- Igualador Sustituto. . . . . 58

II.2.2.4.2.- Tapones Recuperables de Eductor. . . 59

II.2.2.4.3.- Estranguladores de Fondo. . . . 60

II.2.2.4.4.- Regulador de Fondo. . . . . 60

II.2.2.4.5.- Vlvulas de Seguridad. . . . 61

vii

II.3.- Completacin y Fluidos de Completacin. . . . 65

II.3.1.- Completacin y Tipos de Completacin. . . . 65

II.3.1.1.- Completacin a Hoyo Entubado o Revestido. . . 66

II.3.1.2.- Completacin a Hoyo Desnudo. . . . . 72

II.3.1.3.- Completacin de acuerdo a las condiciones Mecnicas y

Geolgicas. . . . . . . . 76

II.3.1.3.1.- Completacin Vertical Sencilla. . . 77

II.3.1.3.2.- Completacin Vertical Doble. . . . 79

II.3.1.3.3.- Completacin Vertical Triple. . . . 79

II.3.1.4.- Otras Modalidades de Completacin. . . . 80

II.3.1.4.1.- Bombeo Mecnico. . . . . 80

II.3.1.4.2.- Bombeo Hidrulico. . . . . 83

II.3.1.4.3.- Levantamiento Artificial por Gas. . . 83

II.3.1.4.4.- Completacin de Pozos Horizontales. . . 84

II.3.1.4.5.- Completacin de Pozos Costa Afuera. . . 87

II.3.1.5.- Sarta de Produccin o Tubera Eductora. . . 89

II.3.2.- Prctica de Completacin. . . . . . . 95

II.3.3.- Fluidos de Completacin. . . . . . . 101

II.3.3.1.- Fluidos de Completacin y/o Reacondicionamiento de Pozos. 101

II.3.3.2.- Funciones de los Fluidos de Completacin y/o. .

Reacondicionamiento. . . . . . . 101

II.3.3.3.- Tipos de Fluidos. . . . . . . 102

II.3.3.4.- Teora de las Emulsiones. . . . . . 107

II.3.3.5.- Ventajas y Desventajas de los Lodos Base Aceite . . 112

II.3.3.6.- Factores que Afectan la Seleccin de un Fluido. . . 112

viii

II.3.3.7.- Requerimientos de un Fluido. . . . . 113

II.3.3.8.- Fluidos de Limpieza de las Perforaciones despus del Caoneo 118

II.3.3.9.- reas de Mayor Inters. . . . . . 119

II.3.3.10.- Fluidos de Empaque. . . . . . 121

II.3.3.11.- Porqu se usan Fluidos de Empaque?. . . . 126

II.3.3.12.- Cules son las Propiedades Crticas de un Fluido de .

Empaque?. . . . . . . . . 127

II.3.3.13.- Aditivos Qumicos del Fluido de Control . . 127

II.3.3.14.- Propiedades Fsicas de los Fluidos. . . . 129

II.3.3.15.- Importancia de la Filtracin de Fluidos. . . . 131

II.3.3.16.- Control de Prdidas de Circulacin. . . . 136

II.3.3.17.- Manejo del Fluido. . . . . . 146

II.3.3.18.- Cmo Obtener Fluido Limpios de Completacin?. . 147

II.3.3.19.- Determinacin de la Limpieza de un Fluido. . . 152

II.3.3.20.- Dao a la Formacin. . . . . . 155

II.3.3.21.- Control de Dao a la Formacin. . . . . 158

II.3.3.22.- Porqu no utilizar Lodos de Perforacin como Fluido de .

Completacin?. . . . . . . . 160

II.4.- Caoneo y Tipos de Caoneo. . . . . . 161

II.4.1.- Definicin. . . . . . . . . 161

II.4.2.- Mtodos de Caoneo. . . . . . . . 165

II.4.3.- Determinacin del Diferencial ptimo para Caoneo Bajobalance. 173

II.4.4.- Tipos de Caones. . . . . . . . 175

II.4.5.- Evaluacin del Proceso de Caoneo . . . . . 182

II.4.6.- Operaciones de Caoneo. . . . . . . 182

II.4.7.- Parmetros que afectan la Eficiencia del Caoneo. . . . 183

II.4.8.- Parmetros que determinan la Eficiencia de las Perforaciones. . 187

II.4.9.- Determinacin de la Densidad de Disparo. . . . 188

ix

II.4.10.- Dao Causado por el Caoneo. . . . . . 188

II.4.11.- Relacin de Productividad. . . . . . 189

II.4.12.- Diseo ptimo de las Completaciones. . . . . 190

II.4.13.- Conclusiones . . . . . . . 190

II.4.14.- Recomendaciones. . . . . . . . 191

II.4.15.- Prctica de Caoneo . . . . . . . 193

II.5.- Reacondicionamiento y Rehabilitacin de Pozos. . . 209

II.5.1.- Problemas que presentan los Pozos. . . . . 209

II.5.2.- Mantenimiento . . . . . . . 216

II.5.3.- Estimulacin de Pozos . . . . . . 218

II.5.3.1.- Achique. . . . . . . . 219

II.5.3.2.- Inyeccin de Fluidos . . . . . 220

II.5.3.3.- Fracturamiento de Estratos. . . . . 221

II.5.3.4.- Acidificacin . . . . . . 222

II.5.3.5.- Tcnicas de Control de Arena. . . . . 223

II.5.3.6.- Empaque con Grava . . . . . 224

II.5.3.7.- Cementacin Forzada. . . . . . 225

II.5.4.- Limpieza de Pozos. . . . . . . . 226

II.5.4.1.- Arenamiento . . . . . . 226

II.5.4.2.- Acumulacin de Parafinas. . . . . . 228

II.5.5.- Reacondicionamiento de Pozos. . . . . . 229

II.5.5.1.- Tareas para Reacondicionamiento de Pozos. . . 231

II.5.5.2.- Tipos de Reacondicionamiento de acuerdo con el Objetivo. 234

II.5.5.3.- Herramientas para Utilizar en los Trabajos de. . .

Reacondicionamiento. . . . . . . 237

II.5.6.- Reparacin de Pozos . . . . . . . 242

II.5.6.1.- Tipos de Reparacin-Generacin de Potencial. . . 242

x

II.5.6.2.- Evaluacin de la Reparacin. . . . . 243

II.5.7.- Prctica de Reacondicionamiento y Rehabilitacin de Pozos. . 246

Captulo III: Marco Metodolgico. . . . . . 297

Conclusiones. . . . . . . . . 298

Recomendaciones . . . . . . . . 299

Referencias Bibliogrficas . . . . . . . 300

xi

LISTA DE TABLAS

II.1.- Presin de trabajo vs. presin de prueba. . . . . 23

II.2.- Altura y costo de los cabezales. . . . . . 24

II.3.- Salmueras y densidades alcanzadas por las mismas. . . 103

II.4.- Agentes densificantes ms comunes. . . . . 143

1

INTRODUCCIN

Tradicionalmente siempre ha sido un problema en las distintas ramas de los

estudios de Ingeniera la carencia de materiales bibliogrficos. En la Escuela de

Ingeniera de Petrleo de la U.C.V. particularmente, la situacin se hace ms difcil

por su alto grado de especializacin, tal y como puede observarse en la Ctedra Pozos

II. Esta problemtica se debe en parte a la escasa bibliografa sobre la materia y al

elevado costo de los textos de estudio. Lo aqu expuesto justific la realizacin de

este Manual Terico-Prctico de Ingeniera de Completacin y Rehabilitacin de

Pozos donde se pudieron desarrollar los primeros cinco temas del programa de la

materia aprobado por el Consejo de Escuela, el 6 de Enero de 1.994.

Cuando se tom la iniciativa de realizar este Manual se pens en la necesidad

que tiene el estudiantado de la Escuela de Ingeniera de Petrleo de la U.C.V. de

obtener un material adecuado de apoyo de bajo costo y que cubra los objetivos

particulares de la materia. Anteriormente se prepararon dos tomos de un Manual de

Ingeniera de Produccin para las ctedras de Ingeniera de Produccin I e Ingeniera

de Produccin II, lo cual ofreci resultados favorables en ambas materias, mostrando

un alto grado de aceptacin por parte del estudiantado. La finalidad de ste Manual es

el mismo, disponer de material didctico adecuado, al da, de buen nivel y bajo costo.

La disposicin de este trabajo consta de cinco Captulos dentro del Marco

Terico, en los cuales se asientan los principales planteamientos y los anlisis que se

han considerado en la recopilacin de informacin; que se expusieron de acuerdo al

programa de la materia Pozos II y cumpliendo as con cada uno de los puntos

planteados.

En el Captulo II.1 se platea una visin general de los temas y todo el proceso

referido a la resea histrica, la conceptuacin, la importancia y la justificacin del

estudio, y las condiciones de seguridad.

2

En el Captulo II.2 se exponen los equipos de superficie, sus funciones e

importancia; as como tambin los equipos de subsuelo, conceptos, clasificacin,

tipos, funciones e importancia. Se muestran ejemplos grficos de los equipos y

cuadros de sus caractersticas mas importantes.

En el Captulo II.3 se presenta el tema de la completacin de pozos, tipos de

completaciones, caractersticas mas relevantes, funciones, importancia, modalidades,

ventajas y desventajas. Tambin se presentan los temas de los fluidos de

completacin, los tipos de fluidos de completacin, sus funciones, ventajas,

desventajas, fluidos de limpieza, fluidos de empaque, caractersticas, propiedades e

importancia. Se presentan ejemplos grficos y numricos.

En el Captulo II.4 se realiza un estudio acerca del caoneo y tipos de

caoneo, mostrando las caractersticas mas importantes, las propiedades, las

reacciones a la formacin, los equipos utilizados con la finalidad de realizar el

caoneo, las tcnicas empleadas, la eficiencia del proceso y la optimizacin del

mismo. Se presenta, adems, una variedad de ejemplos grficos y numricos para una

mejor comprensin de los tpicos.

En el Captulo II.5 se desarrolla la base de este Manual ya que all se cubre el

reacondicionamiento y la rehabilitacin de pozos, mostrando primeramente los

problemas que presentan los pozos para as realizar un trabajo; bien sea, de

mantenimiento, limpieza, reacondicionamiento o rehabilitacin y reparacin. Luego,

se tratan las caractersticas de cada uno de los trabajos, las propiedades, las

modalidades y tipos, la evaluacin, las consideraciones, las diferencias y los

problemas que pueden surgir despus de tales trabajos. Finalmente, se muestran

ejemplos grficos y numricos.

3

Con las Conclusiones y Sugerencias o Recomendaciones se finaliza el trabajo.

La intencin ha sido actualizar el material bibliogrfico para los estudiantes de la

ctedra Pozos II, preparando un Manual terico-prctico fcil de entender y de bajo

costo.

La importancia en la formacin de un Ingeniero de Petrleo debe proyectarse

hacia el conocimiento y aprendizaje de la Ingeniera de Rehabilitacin y

Reacondicionamiento de Pozos, para una buena completacin: conjunto de

operaciones que se realizan en un pozo luego de finalizar la corrida y cementacin del

revestimiento de produccin, un buen mantenimiento, una buena limpieza, una buena

reparacin: todo trabajo que se realiza con la finalidad de restaurar las condiciones de

produccin o inyeccin de un pozo que no involucra acciones en la zona productora

un buen reacondicionamiento: todo aquel trabajo que se realiza a un pozo con la

finalidad de restaurar o incrementar la produccin o inyeccin y que, involucra

cambios acciones en la zona productora; pueden optimizar la produccin de

determinado pozo en cualquier ocasin. Recordemos que entre las bases de esta

carrera se encuentra la de obtener la mejor y mayor produccin al menor costo

ambiental y econmico posible. Por eso, se debe conocer bien el tipo de

completacin y reparacin que son necesarias y las mas adecuadas.

El estudio de esta rea implica que se deben tomar en cuenta los

planteamientos y alternativas antes mencionados, las cuales exigen estudios y

evaluaciones precisas que desembocan en inversiones y costos mayores, y deben ser

justificados tcnica y econmicamente con miras a la rentabilidad requerida. En

Venezuela, uno de los primeros pases productores de hidrocarburos, se realizan

aproximadamente 1700 trabajos de reacondicionamiento por ao, actividad que

constituye una de las vas ms rentables para elevar el potencial de produccin de

hidrocarburos del pas.

4

CAPTULO I

EL PROBLEMA

I.1.- Planteamiento del Problema

Actualmente en la Escuela de Ingeniera de Petrleo de la U.C.V. la cantidad

de textos de referencia para la materia Pozos II es muy poca o prcticamente no

existe, los principales factores causantes de este problema es el alto costo de los libros

y las pocas bibliografas en espaol. Esta problemtica fue planteada en las Ctedras

de Ingeniera de Produccin I e Ingeniera de Produccin II por los ahora Ingenieros

Francisco Cestari, Raiza Garcia y Felix Vera, ellos consideraron que las herramientas

bibliogrficas para esas ctedras eran escasas. El enfoque que sustentar nuestro

inters en la elaboracin de ste Manual, parte de la perspectiva de que dicho

problema es multidimensional considerando que la magnitud de esta situacin incide

negativamente en el rendimiento acadmico de los estudiantes de dicha Escuela, y en

el nivel de enseanza-aprendizaje de la misma.

En consecuencia, esta investigacin se encaminar hacia la elaboracin de un

Manual para la asignatura Pozos II, el cual se espera contenga los elementos terico-

prcticos que ayuden a estudiantes de esta especialidad en sus requerimientos

acadmicos.

5

I.2.- Objetivos

I.2.1.- Objetivo General

Elaborar un Manual Terico-Prctico de Ingeniera de Completacin y

Rehabilitacin de Pozos para la Escuela de Ingeniera de Petrleo de la U.C.V.

basado en la recopilacin de data para que los futuros estudiantes de la Ctedra Pozos

II tengan acceso a un texto completamente en espaol que sirva de referencia

bibliogrfica y que cumpla con los objetivos del curso.

I.2.2.- Objetivos Especficos

Recopilar materiales e informaciones para la configuracin de un Manual

que permita al estudiante interpretar una serie de informaciones bsicas

para comprender los diferentes Mtodos de Completacin de Pozos.

Proveer a los estudiantes con un material de consulta donde puedan

conseguir informacin acerca de los diferentes equipos empleados en la

completacin de pozos.

Mostrar al estudiantado los diferentes tipos de completacin y los

diferentes fluidos de completacin.

Proveer la base terica para que el estudiante sea capaz de seleccionar el

Mtodo de Caoneo a usar en un Pozo y el Tipo de Can.

Desarrollar ejercicios tipo en cada uno de los temas presentados.

6

CAPTULO II

MARCO TERICO

II.1.- Visin General

En 1860 la produccin de petrleo Estadounidense lleg a 500.000 barriles

(98% de la produccin mundial) y Rumania produjo el resto, 9.000 barriles. Como se

podr apreciar, la produccin Estadounidense represent, aproximadamente,

1.370 barriles diarios [2]. Pero el manejo de este volumen de produccin trajo consigo

muchos retos para los pioneros. Sin embargo, el ingenio y la voluntad los llev a

sortear obstculos mecnicos para producir los primeros pozos.

El mtodo de extraccin de petrleo del pozo era mediante un achicador

cilndrico, que en el extremo inferior llevaba una vlvula en forma de lengeta. Al

introducirse el achicador en el hoyo y si el nivel del petrleo era suficientemente alto,

el achicador se llenaba por la boca o extremo superior. Si el nivel del petrleo en el

hoyo era muy bajo, entonces con asentar el achicador en el fondo era suficiente para

que el petrleo entrara al cilindro al subir la lengeta. Al levantar el achicador, la

lengeta bajaba y no permita que el petrleo saliera del cilindro. En la superficie, con

asentar levemente la lengeta contra el fondo del recipiente (barril) se poda desplazar

el petrleo del cilindro. [2]

Pero producir continuamente los pozos con este procedimiento era muy poco

econmico e ineficiente. Los pioneros se las ingeniaron para adaptar el concepto del

balancn de perforacin a percusin al bombeo directo y continuo, mediante una sarta

de produccin que en su extremo inferior llevaba una bomba con una vlvula fija y un

pistn con una vlvula viajera accionada por la sarta de varillas de succin.

7

La fiebre del petrleo aceler inusitadamente las actividades de exploracin y

de perforacin. Las experiencias logradas auspiciaron la audacia de los exploradores

empricos para escoger sitios y abrir pozos ms profundos. El petrleo confinado en

los estratos ms profundos, naturalmente, mostr mayor presin, y esto trajo como

consecuencia el hecho espectacular de que los pozos fluyeran incontroladamente

hasta la superficie y el chorro de petrleo, en la mayora de los casos, sobrepasara la

altura de la cabria. As naci el reventn.

Los equipos de perforacin y de produccin disponibles al comienzo de la

industria fueron inadecuados para manejar los reventones. Tampoco los hombres que

antes slo haban abierto pozos dciles se haban preparado ni imaginaron

situaciones tan violentas y peligrosas. De inmediato comenzaron los pioneros a

disear medios para prevenir o controlar totalmente tales ocurrencias.

Las experiencias vividas a boca de pozo les haban enseado muchas cosas,

tales como: apreciar los diferentes tipos de estratos, la dureza y la compresibilidad de

stos, el espesor y la extensin geogrfica de los mismos, las caractersticas, la

composicin y la edad geolgica de stas formaciones, la importancia de la porosidad

y de la permeabilidad de las rocas y a conocer los fluidos contenidos en las rocas: gas,

petrleo, agua. Asimismo, la presin de flujo de los fluidos, la separacin de fluidos,

los caudales de produccin, la estabilidad fsica del hoyo durante la perforacin, el

comportamiento del pozo durante su vida productiva, la limpieza, la rehabilitacin y

el reacondicionamiento de pozos, los tipos y la calidad de los crudos, los aspectos

econmicos de la perforacin y de la produccin, los requerimientos de capital, los

riesgos y las expectativas, los recursos humanos y fsicos requeridos. Pero todava

faltaba mucho que aprender en la prctica y en teora para desarrollar nuevos

conocimientos tanto en los laboratorios como en las mismas operaciones de campo.

La prctica les haba enseado mucho. Estos petroleros fueron autodidactas.

Transcurriran todava unos cuantos aos ms para que los institutos superiores de

8

educacin y las Universidades Estadounidenses y Europeas disearan programas de

estudios para carreras en una industria que creca a pasos agigantados.

La completacin constituye el primer paso en lo que ser la etapa de

produccin del pozo. Generalmente, la ltima sarta se cementa luego de haber hecho

un anlisis completo de las perspectivas de productividad del pozo, porque en caso

contrario se incurrira en costos innecesarios de la tubera, cementacin, caoneo y

pruebas.

La completacin de un pozo afectar directamente su base productiva. El

conocimiento de los tipos de completacin y los aspectos relacionados con ella,

contribuirn a disminuir los problemas operacionales que se presentan usualmente.

La completacin abarca desde la terminacin de la perforacin del pozo hasta

que se conecta a la produccin continua.

En la completacin del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:

Revestimiento del hoyo: Se refiere a la forma de proteger el hoyo con la

tubera de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de

formaciones productoras.

Disposicin del Equipo de Produccin: Consiste en el diseo de los

equipos de tuberas, empacaduras, niples, etc., que conectados entre s,

permiten la produccin de zonas con hidrocarburos.

Nmero de Zonas Productoras: Se refiere a la cantidad de lentes

productivos con posibilidad de ser abiertos a la produccin, lo cual

depende de su potencial y profundidad.

Se entiende por completacin al conjunto de trabajos que se realizan en

un pozo despus de la perforacin o durante la reparacin, para dejarlo en

condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formacin o destinarlo a

9

otros usos, como inyeccin de agua o gas [2]. Los trabajos pueden incluir el

revestimiento de las zonas productoras con tubera lisa o ranurada, la realizacin de

empaques con grava o el caoneo del revestidor y finalmente, la instalacin de un

eductor o tubera de produccin.

Las tuberas de produccin deben cumplir las especificaciones del Instituto

Americano del Petrleo (API), que establece normas para la industria petrolera

mundial. En Venezuela se fabrica buena parte de las tuberas de produccin y de los

obturadores que utiliza la industria petrolera.

Principios y Razones de la Completacin y Reacondicionamiento de Pozos

Las razones por las cuales se propone el reacondicionamiento de un pozo son

muy variadas. Estas razones generalmente involucran aspectos operacionales que

justifican la continua utilizacin del pozo en el campo y, por ende, las inversiones y/o

costos requeridos. El reacondicionamiento es una tarea de mayores proporciones y

alcances que el mantenimiento, la estimulacin o limpieza corriente. Puede exigir la

utilizacin de un equipo o taladro especial para reacondicionamiento o un taladro de

perforacin.

Generalmente, los pozos de un campo petrolero se clasifican, segn su

mecanismo y mecnica de produccin como: de flujo natural, de levantamiento

artificial por gas, de bombeo mecnico o bombeo hidrulico, de flujo por inyeccin

alterna o continua de vapor, como inyectores de gas o de agua, o como pozos de

observacin. As que durante su existencia como pozo productor, el pozo puede

cambiar de estado una o varias veces, y ese cambio o cambios pueden requerir varios

reacondicionamientos. Por ejemplo, un pozo puede haber comenzado como pozo

productor por flujo natural, pero al correr del tiempo puede ser convertido a flujo por

levantamiento artificial por gas o bombeo hidrulico o mecnico. Quizs en la etapa

10

final de su vida til puede ser convertido a inyector o a pozo de observacin. Es

posible, incluso que el estrato productor original sea abandonado y el pozo re-

terminado en un estrato superior como productor de un yacimiento distinto.

Tambin puede darse el caso de que al abandonar el yacimiento donde fue

terminado originalmente el pozo, no existan posibilidades de una recompletacin

hoyo arriba y el pozo pueda ser utilizado para desviarlo y ahondarlo a fin de explorar

horizontes desconocidos ms profundos o para hacer una completacin ms profunda

en yacimientos ya conocidos.

Todas las alternativas antes mencionadas exigen estudios y evaluaciones

precisas que desembocan en inversiones y costos importantes, los cuales deben ser

evaluados tcnica y econmicamente con miras a obtener la rentabilidad requerida.

Durante el curso de la perforacin, la obtencin y estudio de muestras de

ripio, de ncleos convencionales o de pared; el anlisis continuo e interpretacin del

posible contenido de hidrocarburos en el fluido de perforacin; la toma de diferentes

registros petrofsicos e interpretacin cualitativa y cuantitativa de la informacin; la

correlacin de la informacin geolgica, ssmica y/o petrofsica; el comportamiento y

velocidad de penetracin de la barrena; y la informacin e interpretacin de alguna

prueba de produccin hecha con la sarta de perforacin en el hoyo desnudo,

configuran individualmente o en conjunto la base para decidir la completacin del

pozo en determinado(s) yacimiento(s) y los respectivos intervalos escogidos. [1]

La abundancia y tipo de informacin para evaluar y correlacionar las

perspectivas del pozo dependen de si la perforacin es de exploracin, de avanzada o

de desarrollo, en cuyos casos el grado de control geolgico y la experiencia

acumulada del personal encargado de formular la completacin determinar cules

datos son suficientes e indispensables para realizar la tarea. Las apreciaciones ms

importantes que conducen a una buena completacin son:

11

El tipo de hoyo que penetra los estratos perforados: vertical, desviado convencional, desviado de largo alcance, inclinado u horizontal.

El rumbo y el aspecto de la circunferencia de la trayectoria del hoyo, para que las

sartas de revestimiento queden bien centradas y la cementacin de las mismas sea

eficaz. Posteriormente, es necesario que tanto la insercin y manejo de otras sartas y

herramientas como su extraccin, se realicen sin causar desgastes y/o daos a los

revestidores.

En el caso del hoyo desviado de largo alcance, el inclinado o el horizontal, se

tomarn las precauciones requeridas para evitar atascos durante las operaciones de

revestimiento y cementacin de las sartas. Si la sarta horizontal se utiliza como

revestidora y como sarta de produccin, la metida y colocacin en el hoyo requiere

atencin esmerada para que quede bien centrada, y la cementacin y el caoneo se

hagan sin inconvenientes.

Se tomarn en cuenta los gradientes de presin y de temperatura para mantener el

fluido de perforacin o los fluidos especiales de completacin dentro de las

exigencias requeridas. Igualmente, se har una cuidadosa seleccin de cementos y

aditivos para la cementacin de sartas, especialmente la ltima sarta.

Revisin del Informe Diario de Perforacin para re-evaluar los incidentes

importantes surgidos como: atascamiento de la sarta de perforacin, enchavetamiento

del hoyo, prdidas parciales o total de circulacin, desviacin desmedida del hoyo y

correcciones, derrumbes, arremetidas por flujo de agua, gas y/o petrleo.

Interpretaciones cualitativas y cuantitativas de pruebas efectuadas con la sarta de

perforacin en el hoyo desnudo para discernir sobre: presiones, rgimen de flujo, tipo

y calidad de fluidos: gas, petrleo, agua.

12

Registros y/o correlaciones de perfiles para determinar: tope y base de los estratos,

espesor de intervalos presuntamente productivos, zonas de transicin, porosidad,

permeabilidad, tipos de rocas, buzamientos, accidentes geolgicos (fallas,

plegamientos, adelgazamientos, discordancia, corrimientos, etc.), y caractersticas del

petrleo a producirse.

Estudio de historias de perforacin, completacin y produccin de pozos contiguos,

cercanos o lejanos para evaluar los procedimientos empleados en el pasado,

comportamiento mecnico de las terminaciones, posibles reparaciones realizadas y

desarrollo de la etapa productiva de los pozos.

Consideraciones en el Diseo de Completacin de Pozos [1]

Para el diseo de la completacin de pozos se deben tomar en cuenta los

siguientes factores:

Factores ambientales: son aquellos factores en el sistema, o que lo limitan,

pero acerca de los cuales no se puede hacer nada para cambiarlos. Como por ejemplo:

Ubicacin del Pozo

Profundidad

Presin y Temperatura del Yacimiento

Configuracin del Yacimiento

Mecanismo de Produccin del Yacimiento

Caractersticas de los Fluidos y de las Rocas

Restricciones del Entorno: son factores que impiden que el sistema funcione bien

todo el tiempo, como por ejemplo:

13

Cementacin Primaria Dao de Formacin Conificacin de Agua o Gas Corrosin

Recursos Disponibles: son los elementos que ayudan a que el sistema logre sus

objetivos. Los recursos pueden mejorarse. Como por ejemplo:

Tasa de Produccin

Tcnica de Produccin

Estimulacin Futura

Mtodos de Reparaciones futuras

Posibilidad de inyeccin de fluidos

Dispositivos de Seguridad

Importancia de la Completacin y el Reacondicionamiento de un Pozo

Conjuntamente con la perforacin, las actividades de reacondicionamiento de pozos son de vital importancia para la industria, porque permiten mantener y/o

incrementar la produccin de los pozos mediante la utilizacin del taladro o equipos

para trabajos que emplean alambre o cable para meter herramientas en el pozo. En

Venezuela se efectan alrededor de 1.700 operaciones de reacondicionamiento por

ao [2]. Esta actividad constituye uno de los medios ms atractivos, desde el punto de

vista econmico, para mantener u aumentar el potencial de produccin de

hidrocarburos del pas.

La evaluacin permanente del comportamiento de produccin de los pozos

permite determinar la existencia de desviaciones de sus caractersticas normales.

Tales desviaciones pueden tener origen en el pozo, en el yacimiento o en ambos

14

simultneamente. El anlisis que se hace de los registros de produccin, obtenidos

con equipos, instrumentos y herramientas especiales, permite diagnosticar el

comportamiento del pozo y precisar la existencia o no de problemas. Entre los

registros ms utilizados se cuentan los de presin, de temperatura, de flujo, de ruidos

y de rayos gamma-neutrn, de rastreo de radioactivos, de adherencia del cemento, de

calibre de tubera y otros ms sofisticados.

Los problemas ms frecuentes, cuyas soluciones requieren trabajos

adicionales para mantener o aumentar la eficiencia de produccin de los pozos, son:

Tasa de produccin limitada

Produccin excesiva de agua y/o gas

Problemas mecnicos

Solucionar los problemas citados requiere una variedad de trabajos, que se

clasifican como reparaciones, estimulaciones y reacondicionamientos.

Las reparaciones incluyen trabajos relacionados con el reemplazo de equipos

de subsuelo y operaciones para corregir daos en el revestidor o forro, sin cambiar

de horizonte productor [13]. Las reparaciones ms comunes son: la desviacin del

hoyo, los empaques con grava y limpieza de pozos. En esta clasificacin se incluyen

otros servicios que se dan a los pozos, tales como: cambios de varillas de succin,

bomba, etc. En tierra, estas reparaciones se realizan con cabrias pequeas.

Los trabajos de estimulacin tienen por finalidad aumentar la produccin de

la formacin petrolfera mediante el incremento de su permeabilidad efectiva, para

que descargue ms fcilmente los fluidos que produce [13]. Las estimulaciones ms

comunes son la acidificacin y la fractura de las rocas. La acidificacin consiste en

inyectar cidos (generalmente, cido clorhdrico en solucin de 15% para carbonatos,

15

para silicatos prelicuado HCl 15%, acidificacin principal HF/HCl 3% - 12% en peso

y post-lavado HCl o Diesel) a la formacin. Para fracturar el intervalo productor se

inyectan fluidos preparados y mezclados con arena o productos slidos, para que las

fracturas permanezcan abiertas y faciliten el drenaje de los fluidos hacia el pozo.

Los reacondicionamientos implican cambios o modificaciones en los

intervalos productores o yacimientos, y pueden ser de carcter temporal o

permanente. Los cambios temporales se refieren a la apertura o cierre de dispositivos

mecnicos de flujo en la sarta de produccin, en intervalos de un mismo yacimiento o

la escogencia de otro yacimiento. Los cambios permanentes son modificaciones que

se hacen a los yacimientos y requieren el uso del taladro. Los de ms ocurrencia en la

industria venezolana son las reterminaciones en otros intervalos o yacimientos, las

cementaciones, desviacin del hoyo original, profundizacin y/o conversin de un

pozo productor en inyector de fluidos, o viceversa [13].

Consideraciones de Seguridad durante la Completacin de Pozos

En una completacin se debe contar con por lo menos dos sistemas de seguridad. Usualmente, los dos fundamentales son: el fluido para controlar el pozo y

las vlvulas impide reventones (BOP).

El fluido de control debe poseer propiedades adecuadas para no daar la

formacin. Por lo tanto, se debe tener un anlisis adecuado que permita determinar la

densidad ptima del fluido de control, as como su composicin. Es necesario probar

los rams de la vlvula impide reventones (BOP) antes de usarla en la completacin.

Esto permite determinar la capacidad que posee la vlvula para controlar el pozo. Por

lo tanto, se debe contar con vlvulas cuyas roscas sean adecuadas para colocar en la

tubera y con una presin de trabajo igual al BOP.

16

II.2.- Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo

II.2.1.- Equipos de Superficie

II.2.1.1.- Cabezal

Evidentemente, si algn dispositivo es til

y necesario es el cabezal del pozo. El cabezal es un

elemento que provee un medio seguro y adecuado

para sostener y anexar el equipo de control de

arremetidas durante la perforacin y mas adelante

suministra un sello entre las diferentes sartas de

revestimiento, y finalmente una conexin para el

rbol de navidad (ver Figura II.1) que controla el

flujo de fluidos del pozo.

El cabezal es el punto final donde las sartas concntricas de revestimientos y

tuberas de produccin llegan a la superficie. Esa coleccin de vlvulas, colgadores y

elementos empacadores se conoce como el cabezal, cabezote del pozo rbol de

Navidad. Tambin se puede utilizar para tratamientos de estimulacin, de fluidos de

circulacin u otras emergencias que pueden surgir durante la vida del pozo [22].

Luego de concluir la fase de perforacin y completacin de un pozo y

comenzar la vida productiva del mismo, el cabezal del pozo representa el equipo ms

importante, ya que permite mantener el control del pozo. Una falla de este equipo

puede permitir que el pozo fluya de manera incontrolada. Esto ocasionara prdidas

econmicas, contaminacin del medio ambiente y hasta prdidas humanas. Por eso, al

seleccionar un cabezal se deben considerar todos los parmetros de produccin, y

adems debe tener mantenimiento adecuado. En la Figura II.2 se puede observar el

Cabezal y sus componentes.

II.1.- rbol de Navidad

17

II.2.1.2.- Funciones del Cabezal

El cabezal del pozo y sus accesorios sirven como medio para:

Controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos y gases, bajo las

condiciones de presin de las distintas sartas de tubera, principalmente

con el uso de las vlvulas y reductores. Adems, proporciona salidas para

el retorno de fluidos que ascienden por el espacio anular.

Facilitar la suspensin y sellar la siguiente sarta de revestimiento; y los

espacios anulares entre las tuberas.

II.2.- El Cabezal y sus Componentes

18

Suspender la tubera de produccin y los revestimientos de superficie y

produccin, utilizando colgadores o cebollas.

Servir como base para la instalacin de las vlvulas de seguridad (vlvulas

impiderreventones) o vlvulas con fines especiales. Adems, permite el

cierre ante cualquier cambio de presin mientras se est trabajando en el

pozo y para controlar influjos ante cualquier situacin anormal que se

presente durante los trabajos de rehabilitacin.

Como se ha dicho, el cabezal es el corazn mecnico del pozo y sirve para

los fines arriba indicados. Esta compuesto bsicamente por tres secciones en las

cuales terminan tres hileras de tubera. La sarta central, la de menor dimetro, es

la tubera de produccin. Alrededor de esta se encuentra el revestimiento de

produccin y alrededor de este ltimo el revestimiento de superficie (si no se tiene

revestimiento intermedio) que es la tubera exterior y la de mayor dimetro.

El cabezal de la tubera de revestimiento es la parte mas baja del conjunto de

cabezal del pozo y casi siempre se conecta a la sarta de tubera de revestimiento de

superficie.

El revestimiento de superficie debe enroscarse a su brida correspondiente, la

cual constituye la primera parte del cabezal del pozo. Esta brida tiene dos bocas

laterales con sus respectivas vlvulas que permiten la salida o entrada de fluidos que

vengan del revestimiento de superficie.

19

El revestimiento de produccin

sube por dentro del revestimiento de

superficie y se suspende o se cuelga

dentro de la brida del revestimiento de

superficie, por medio de un cuero.

Este colgador tiene adems una goma

o empacadura que sirve de elemento

sellante entre el revestidor de

produccin y el revestidor de superficie, y constituye el llamado sello primario. El

revestimiento de produccin no termina all, sino que penetra en la parte media del

cabezal del pozo, llamada cabezote de tuberas de produccin.

II.2.1.3.- Tipos de Cabezal [13]

La presin, temperatura y tipo de fluidos que han de manejarse, as como el

mtodo de completacin-produccin, el medio ambiente y la profundidad, son los

factores que determinan el tipo de cabezal que debe instalarse en un pozo. En la

Figura II.3 se observa un Cabezal Pig Lift. ste es un sistema neumtico de

levantamiento artificial.

Cabezal Convencional de Produccin

Este tipo de cabezal se utiliza para pozos con profundidades no mayores de

14000 ft (pies), en los cuales no se espera manejar componentes indeseables (cido

Sulfrico (H2S), Dixido de Carbono (CO2), etc) y donde las presiones de trabajo no

sobrepasan las 5000 psi (libras por pulgada cuadrada). Estos cabezales se utilizan en

pozos que se terminarn en yacimientos relativamente someros, y los mismos

permiten producir en flujo natural o en levantamiento artificial y realizar trabajos de

estimulacin (forzamientos de arena, fracturas, acidificaciones, etc...), donde el anular

de produccin puede ser presurizado hasta una presin no mayor de 2000 psi.

II.3.- Cabezal Pig Lift

20

Cabezal de Produccin Trmica

Son cabezales que se utilizan en pozos sometidos a inyeccin de vapor y

donde se alcanzan temperaturas de hasta 650F. Estructuralmente, son similares al

cabezal de produccin convencional, con la diferencia de que el cuerpo en s, y sus

componentes estn fabricados con material resistente a altas temperaturas.

Cabezal de Pozos Profundos

Como su nombre lo indica, es el tipo de cabezal que se usa en pozos con

profundidades mayores de 14000 ft, que han de terminarse en yacimientos con alta

presin. Estn diseados para manejar presiones de hasta 15000 psi y componentes

altamente corrosivos como el CO2 y H2S. Se diferencian de los cabezales

convencionales, porque constan de una seccin adicional, la cual sirve para colgar el

revestimiento intermedio.

Cabezales para Casos Especiales

Existen otras clases de cabezales que se

utilizan dependiendo del tipo de completacin y

mtodo de produccin. Entre estos se pueden

mencionar los cabezales para completar con

mltiples sartas, pozos que producirn mediante

levantamiento artificial (ver Figura II.4 donde

se observa nuevamente el Cabezal Pig Lift de

Levantamiento Artificial en una Plataforma),

por bombeo (mecnico, tornillo,

electrosumergible, cmara de acumulacin,

etc.), as como pozos que llevan vlvulas II.4.- Cabezal Pig Lift en una Plataforma

21

hidrulicas de seguridad, en las cuales el cabezal debe estar preparado para utilizar

lnea de control hidrulico (pozos inyectores de gas).

II.2.1.4.- Material de un Cabezal

Todos los equipos del cabezal deben estar diseados para resistir presiones

mayores a las de los yacimientos que estn en contacto con ellos por medio de los

revestidores y de la tubera de produccin. (N. Bueno. UCV. Octubre 2003)

Servicio de Produccin de Gas: requiere utilizacin de acero inoxidable con

cromo (12% - 14%) en la brida adaptadora, vlvula maestra inferior y estrangulador

con cromo 18%, anillos de acero con nquel 8% cuando la presin es mayor de 1500

psi.

Materiales RSH H2S (clave: Tratamiento de Calor)

Los materiales disponibles son:

Aceros al Carbono

Aleaciones bajas y medias de acero

Aceros de fresado fcil

Aceros inoxidables (cromo)

Aleaciones de los Cabezales

Nquel-Cobre-Aluminio

Nquel-Cobre

Nquel-Cromo-Hierro

Nquel-Molibdeno ms Cromo

Cobalto-Cromo-Tungsteno ms Nquel-Boro

22

La Especificacin 6A. de la API cubre la aplicacin de materiales,

propiedades fsicas y requerimientos de pruebas especiales para los componentes del

equipo. Los cabezales y rbol de navidad deben ser de acero fundido o forjado,

nunca debe utilizarse hierro fundido para estos equipos.

II.2.1.5.- Estandarizacin del Equipo

Para cumplir con este requerimiento se tienen:

A) Normas de la compaa: que especifican que los cabezales y los rboles de

navidad sern fabricados utilizando materiales de acuerdo a la norma API

Especificacin 6A.

B) Las Normas API: las normas del Instituto Americano del Petrleo son

normas de ingeniera desarrolladas para obtener especificaciones de dimensin y de

material para el equipo usado en toda la industria petrolera.

Institutos y Sociedades para la Estandarizacin

Las instituciones que trabajan/publican las correspondientes normas son (N.

Bueno. UCV. Octubre 2003):

AISI Instituto Americano del Hierro y Acero

ANSI- Instituto Americano Nacional de Estndares

API- Instituto Americano del Petrleo

ASA Asociacin Americana de Estndares

ASME Asociacin Americana de Ingenieros Mecnicos

ASTM Sociedad Americana para Pruebas y Materiales

NACE Asociacin Nacional (americana) de Ingenieros de Corrosin

SNT Sociedad para Pruebas No Destructivas

23

II.2.1.6.- Rango de Presin de Trabajo de un Cabezal

El Rango de Presin que soportan los cabezales est aproximadamente entre

1000 y 20000 lpc, aunque actualmente existen algunas que son capaces de manejar

presiones mayores.

Pruebas del Equipo y Valores de Presin

Prueba Hidrosttica

A continuacin se muestran los niveles de presin de prueba recomendados

para las distintas presiones de manejo:

II.1.- Presin de Trabajo vs. Presin de Prueba

Presin de Trabajo (psi) Presin de Prueba (psi)

1000 2000

2000 4000

3000 6000

5000 10000

15000 22500

20000 30000

Dimetro de Brida 14 pulgadas y ms pequeas. Fuente: N. Bueno. Clases de Pozos II. UCV. Octubre 2003.

Se les hace una prueba en la planta del fabricante en conjunto o por partes segn

la Norma API 6A. La Presin de Prueba, como es de suponer, debe ser mayor a la

Presin de Trabajo.

24

Prueba de Campo

Relaciones de Presin Temperatura

Las relaciones mximas de presin de trabajo y presin de prueba del equipo

estn indicadas en los estndares. Son aplicables a las partes de acero de los

conjuntos para temperaturas de metal entre -20F y 250F. Para temperaturas del

metal por debajo de los 20F se deben usar aceros que tengan una dureza de

corte adecuada y tambin que sean adecuados para un servicio a baja temperatura.

II.2.1.7.- Altura y Costo

Para los distintos tipos de cabezales se tienen:

II.2.- Altura y Costo de los Cabezales

Presin de Trabajo

(psi)

Altura (ft) Costo ($)

20000 17 40000 (aprox.)

Fuente: N. Bueno. Clases de Pozos II. UCV. Octubre 2003. II.2.1.8.- Identificacin de un Cabezal [13]

Para identificar un cabezal, se ha convenido lo siguiente: se escribe la palabra

cabezal; al lado de esta, las series de las cuatro secciones; y al lado de estas, los

dimetros de los revestimientos y de la tubera de produccin. Cuando las series de

las cuatro secciones son las mismas, se escribe una sola. Ejemplo: identificar un

cabezal que tenga sus cuatro secciones serie 900, un revestimiento de superficie de 9-5/8, un revestimiento de produccin de 7 y una tubera de produccin de 3-1/2.

Sera:

CABEZAL Serie 900 (9-5/8 * 7 * 3-1/2).

25

II.2.1.9.- Partes de un Cabezal [22]

Las partes de un cabezal se dividen en secciones, las cuales estn unidas por

conexiones adecuadas y mtodos de suspensin.

i) Conexiones

Para las conexiones se tienen los siguientes tipos:

A) Graylock

B) Flex Flota

C) Abrazadera

ii) Mtodos de Suspensin

Para los mtodos de suspensin, se tienen:

A) Para revestimiento

B) Para tubera eductora

iii) Secciones de un Cabezal [13]

Los cabezales convencionales y trmicos estn conformados por cuatro

secciones (A, B, C, D), cada una de las cuales cumple una funcin especfica que se

definirn a continuacin:

26

Seccin A o Cabezal del Revestimiento de Produccin

Esta seccin es la primera que se instala, luego de correr el revestimiento de

superficie. La misma puede ir soldada o enroscada a dicho revestimiento. Est

formada por la brida del revestimiento de superficie y, generalmente, por dos vlvulas

laterales, las cuales permiten la entrada o salida de fluidos a travs del anular de

superficie.

En su parte interna, esta seccin posee un perfil donde se asienta el colgador o

cebolla del revestimiento de produccin, y en la cara de la brida tienen un canal

donde se coloca el anillo que hace el sello metal-metal entre la brida del

revestimiento de superficie y la brida inferior del cabezal de la tubera de produccin.

Calzador o Cebolla del Revestimiento de Produccin

Es un elemento de forma cnica o cilndrica que se asienta en el perfil del

cabezal del revestimiento de produccin, y su funcin es soportar el peso de la sarta

del revestimiento y, a la vez, aislar el anular de superficie. Se conoce como sello

primario.

Seccin B

Se conoce; como cabezal de la tubera de produccin o inyeccin. Es un

carreto con dos bridas. Usualmente, la inferior es de mayor dimetro que la superior.

Adicionalmente, posee dos bocas laterales con sus respectivas vlvulas de 2, que

permiten la salida y entrada de fluidos a travs del anular de produccin y donde va

conectada la lnea de inyeccin de gas de levantamiento. En su parte inferior e

internamente, posee un juego de empacaduras que forman el sello secundario.

Dentro del mismo viene a insertarse la pestaa del revestimiento de produccin. Esta

27

empacadura se expande horizontalmente y sirve para sellar cualquier comunicacin

entre ambos revestimientos o entre el de produccin y la parte interna del cabezal.

Internamente, este cabezal posee un asiento o perfil donde se coloca la cebolla

o colgador de la tubera de produccin o inyeccin. Esta sirve de sello entre la tubera

de produccin, y el anular de produccin. Este anular los limita o forma la pared

interna del revestimiento de produccin.

Seccin C

Esta es la llamada seccin superior del cabezal. Es la tercera parte, la cual est

formada por el adaptador y la vlvula maestra.

El adaptador es el componente que sirve de enlace entre la brida superior del

cabezal de la tubera y la brida inferior de la vlvula maestra. Esta vlvula sirve para

controlar el flujo a travs de la tubera, o cerrar el pozo, y su dimetro interno debe

ser mayor o igual al de la tubera de produccin o inyeccin. Es la vlvula ms

importante del cabezal y de acuerdo con las caractersticas del pozo algunas veces se

colocan dos vlvulas maestras en serie, como por ejemplo, en los pozos inyectores

de gas.

Seccin D

Es la ltima parte del cabezal, llamada tambin cruz del pozo o rbol de

navidad, y comienza desde la brida superior de la vlvula maestra. Esta seccin tiene

como componentes: la cruz de flujo, dos vlvulas laterales de Z, las cuales finalizan

en las cajeras del reductor, all se conectan a la lnea de produccin o de flujo y a la

vlvula corona, la cual finaliza en una brida con un tapn ciego. Esta vlvula corona

debe tener un dimetro mayor o igual al de la vlvula maestra.

28

Para los pozos profundos, los componentes de un cabezal son, bsicamente,

los mencionados, con la excepcin de que tienen una seccin adicional que sirve para

colgar el revestimiento intermedio y las vlvulas laterales que comunican al anular

entre el revestimiento intermedio y de superficie.

iv) Tipos de Sellos

Se tienen las siguientes opciones de tipos de sellos:

* Primarios: son los que se colocan alrededor del colgador del revestimiento y

sella la entrada de fluidos en el anular

* Secundarios: son los que se colocan en la parte inferior de un carreto de

cabezal y evitan la comunicacin de la parte interna de la tubera con la parte externa

de la misma.

v) Protector del Tazn

Es un dispositivo que se utiliza, a lo largo de la perforacin y operaciones de

reacondicionamiento en los cabezales de revestimiento o de la tubera eductora, con

el objeto de proteger el tazn superior del efecto de la rotacin, a fin de evitar

desgaste y poder asentar el colgador respectivo sin ninguna dificultad.

En las Figuras II.6 y II.7 se observan dos tipos de sellos uno utilizado para

empacaduras y otro con un mecanismo utilizado para niples.

29

vi) Colgadores de Tubera de Revestimiento [22]

Es un dispositivo que permite transferir el peso o carga en tensin de una sarta

de tubera de revestimiento a un cabezal de tubera de revestimiento o carreto.

Generalmente se requieren aproximadamente 3 pulgadas de movimiento descendente

de la tubera de revestimiento para enganchar completamente las cuas y un mnimo

de 40000 lbs de peso para que acte el sello de compresin.

Funciones de los Colgadores de Tubera de Revestimiento

Se identifican las siguientes funciones:

1.- Suspender el peso del revestimiento en un cabezal de revestimiento

II.6.- Sello para Empacaduras II.7.- Sello para Niple

30

2.- Centrar el revestimiento en el cabezal o carreto

3.- Proporcionar un sello a prueba de presin contra el interior del cabezal del

revestimiento, para as contener la presin en el espacio anular entre la sarta que se

est colgando y la anterior. En algunos casos se utiliza un buje o anillo para

proporcionar sello.

Tipos de Colgadores de Tubera de Revestimiento

Se tienen las siguientes opciones:

- Colgador Automtico: Tiene un mecanismo de sello tipo compresin integral,

el cual se acciona automticamente por el revestimiento o tambin por medio de

los anillos sujetadores cuando el peso de la sarta no es suficiente. Pueden

instalarse a travs de los impidereventones, una vez instalado. El sello con el

espacio anular es total.

- Colgador No-Automtico: No tiene un mecanismo de sello integral, un

anillo de sello separado debe ser instalado

despus de que se levanten los

impidereventones. Son segmentados, para ser

colgados ms fcilmente alrededor del

revestimiento.

II.2.1.10.- Sistema de Seguridad

El primer sistema de seguridad que se utiliz en los campos petroleros

consisti en un can de la poca de la Guerra Civil de los Estados Unidos, el cual se

mantena cargado y apuntado a los tanques de almacenamiento [2]. En caso de

incendio, tiraban del can para abrir un hueco en el tanque que se quemaba, a fin de

vaciarlo y drenar el petrleo lejos de los otros tanques. Hoy en da los sistemas de

31

seguridad se consideran tan importantes como las vidas humanas y el ambiente

natural que protegen, sin mencionar la conservacin del petrleo y del gas que cada

da son ms preciosos.

El flujo no controlado de un pozo de petrleo o de gas, es decir, el reventn,

puede causar una catstrofe de gran dimensin.

En cuanto a la etapa de la perforacin de los pozos, a veces se sabe que

existen algunas condiciones que podran producir un reventn, y en tal caso,

normalmente es posible evitarlo. Aun cuando existen condiciones desconocidas que

podran favorecer su ocurrencia, las habilidades y la pericia del personal y el uso de

equipos de seguridad adecuados, normalmente, evitan tales emergencias. A pesar de

esto, los reventones todava ocurren espordicamente durante la perforacin de pozos.

En casi todos los casos, el reventn o la posibilidad de un reventn se produce

por una combinacin de factores, como son los siguientes [2]:

1. Casos fortuitos (huracn, inundacin, terremoto, etc.)

2. Falla de controles o equipos en la superficie

3. Incendio o una explosin que causa la falla de un dispositivo de control en

la superficie

4. Sabotaje

5. Error humano

6. Choques, como los que ocurren entre barcos y el cabezal de un pozo

marino

7. Falta de equipo adecuado de seguridad.

Todas las vlvulas de accionamiento directo (por velocidad del flujo)

dependen de un aumento de la velocidad del flujo, o de una cada de presin en la

vlvula, para efectuar el cierre. Una falta total de los dispositivos de control en la

32

superficie casi siempre permite el desarrollo de una de estas condiciones. Otras

situaciones que pueden desarrollarse e impedir el cierre de la vlvula, son:

El agotamiento del depsito de petrleo, despus de la calibracin y la

instalacin de la vlvula, impide que la velocidad del flujo alcance la

regulacin de cierre de la misma

La zona productiva puede estar parcialmente obstruida por arena, o las

tuberas de produccin pueden encontrarse parcialmente taponadas con

parafinas encima de la vlvula, por lo que no puede alcanzar su regulacin

de cierre

Cuando en los clculos se usan datos insuficientes del pozo o de mala

calidad, estos provocan una calibracin incorrecta, hasta el punto que el

pozo nunca alcanza la velocidad de flujo usada en la calibracin de la

vlvula

Los dispositivos de control en la superficie pueden sufrir daos, sin ser

destruidos totalmente. Ello mantiene una velocidad de flujo menor que la

regulacin de cierre de la vlvula.

Para superar estas desventajas o problemas potenciales, se desarroll cerca del

ao 1950 una vlvula de seguridad controlada desde la superficie. Fue provista de un

canal grande de flujo, control remoto de abertura y de cierre, y capacidad para ser

regulada a accionarse en una gran variedad de condiciones anormales (incendio,

ruptura de la lnea de control o de flujo, etc).

A causa del costo ms elevado y de dificultades en la fabricacin de esta

vlvula en los Estados Unidos de Amrica, no hubo demanda inmediata para ellas,

excepto en el extranjero. Por eso, su uso aument slo paulatinamente hasta fines de

33

los aos sesenta, cuando sus ventajas, comparadas con las de las vlvulas de

accionamiento directo, se volvieron mas importantes para los productores

norteamericanos. El aumento rpido en la demanda y en uso, despus de ese

momento, han sido todo un fenmeno. La buena acogida general de la vlvula de

seguridad subsuperficial controlada desde la superficie, tuvo efecto importante en

los sistemas de seguridad utilizados en las plataformas marinas. Ello porque la

vlvula se mantiene abierta por presin hidrulica suministrada por un sistema de

control, y es especialmente adaptable al accionamiento automtico en una manera que

no fue posible en el caso de las vlvulas controladas directamente por el flujo en el

pozo. En realidad, abri el camino hacia sistemas muy avanzados de cierre de

emergencia, tal como se requieren en la actualidad.

La adaptabilidad de esta vlvula permite su uso, tanto en mltiples situaciones

especializadas como en las aplicaciones comunes de seguridad:

1. En los pozos profundos o situados en aguas profundas o en las regiones

permanentemente congeladas. En estos casos, frecuentemente se emplean

dos lneas de control para mantener equilibrio de la presin hidrosttica en

las lneas de control

2. rbol de prueba submarino. Durante las pruebas de productividad

realizadas en un barco, se prefiere tener una vlvula maestra en el rbol,

por razones de seguridad

3. Algunos pozos con levantamiento artificial requieren vlvulas de

seguridad subsuperficiales. Estas pueden ser accionadas por presin

hidrulica, por bomba hidrulica, por bomba elctrica, o por la presin de

un sistema de gas lift.

34

II.2.1.10.1.- Vlvulas de Contrapresin

Es un dispositivo que se asienta en el colgador de la tubera eductora y se

utiliza para asegurar el pozo mientras se retiran los BOP y se procede a instalar el

rbol de navidad [19].

II.2.1.10.2.- Vlvulas Impiderreventones

Son equipos especialmente diseados para ejercer el control del pozo cuando

ste desarrolla surgencia. Requiere el bombeo de un fluido para equilibrar las

presiones y expulsar el influjo fuera del pozo. Son operados hidrulicamente y

pueden ser accionados a control remoto [19]. (ver Figura II.8)

Funciones de los equipos Impide-reventones:

1. Cerrar la parte superior del pozo

2. Permitir el bombeo de fluido al interior

del pozo

3. Permitir el movimiento de la sarta de

perforacin y colgar la misma si es

necesario

4. Controlar el escape de fluidos

II.8.- Impiderreventones

35

Tipos de Vlvulas Impiderreventones

Ariete: estos preventores, los cuales cierran el pozo con grandes bloques de

caucho integral, derivan su nombre del cilindro hidrulico y del vstago tipo ariete

que mueve los tapones de sellamiento. Los arietes hidrulicos estn controlados por

un pistn de doble accin que se opera por medio de la presin de un fluido

hidrulico desde la unidad acumuladora de presin. El diseo de los arietes permite

que la presin del pozo llegue al lado posterior de los pistones, lo cual ayuda a

mantener los arietes cerrados.

Los preventores disponen de un ensamblaje de tapones intercambiables,

llamados bloques de arietes. Se utilizan cuatro tipos de arietes:

Arietes de tubera: para tubera de perforacin y revestidores

Arietes ciegos: cuando no existe ningn tipo de tubera en el hoyo

Arietes de cizallamiento o de corte: sirven para cortar la tubera. Se

pueden utilizar tambin como arietes ciegos

Arietes de dimetro variables: son utilizados en tuberas de diferentes

dimetros.

Las vlvulas impiderreventones tipo ariete se clasifican en sencillas, dobles

y triples. A su vez stas estn clasificadas segn el dimetro y la presin del trabajo

estipulada por el fabricante.

36

II.2.1.10.3.- Comparacin Operacional-Pozos que producen por Flujo Natural

i) Vlvulas de seguridad de subsuelo-Tipo de velocidad [19]

Si el estrangulador (bean) se corta, no se produce el cierre de la vlvula de

seguridad del tipo de velocidad, puesto que no hay suficiente diferencial de presin a

travs del estrangulador para vencer el resorte de la misma.

Generalmente, la tasa de flujo de pozos de alto potencial de produccin, est

limitada por el tamao del eductor y/o revestidor. Por lo tanto, el incremento de

produccin necesario para cerrar la vlvula de seguridad (debido a rotura de la lnea

de produccin, etc.) normalmente no se obtiene con suficiente rapidez.

Frecuentemente, este tipo de vlvula debe sacarse del pozo y recalibrarla para

un buen funcionamiento.

Si es un pozo nuevo, habr que limpiarla bien y hacer pruebas de produccin

que sean representativas, para luego calcular las condiciones para la calibracin de la

vlvula.

En caso de que la vlvula falle por cualquier motivo, sta quedar abierta

puesto que es una vlvula normalmente abierta.

ii) Vlvulas de seguridad Tipo hidrulica, accionadas a Control Remoto

Este tipo de vlvula no necesita un estrangulador como parte integral de la

misma.

Si en la lnea de produccin ocurre un escape, el piloto que est conectado a la

misma acta y enva una seal a la caja de control (Manifold). Esta a su vez deja

37

escapar la presin que mantiene abierta la vlvula de seguridad, y la cierra en forma

instantnea.

Esta vlvula no se cierra cuando hay cambios de la tasa de flujo en el eductor,

y se saca del pozo solamente cuando se necesite realizar trabajos por debajo de sta,

y no se requiere calibracin alguna.

Cuando se completa un pozo, se deja instalada la vlvula sin presin en la

lnea de control. No se necesita tapn alguno para mudar la cabria.

Al completar el pozo, se introduce la vlvula de seguridad instalada en el

eductor, por lo tanto, hay control completo sobre el pozo, en caso de que suceda algo

inesperado.

Si la vlvula falla por cualquier motivo, sta quedar cerrada, puesto que es

una vlvula normalmente cerrada.

No se necesita tener pruebas confiables del pozo, puesto que la vlvula se

mantiene abierta o cerrada a travs de la lnea de control.

Una vez cerrada la vlvula, se puede inyectar fluido a travs de ella si as se

requiere.

En caso de que se utilice una vlvula de seguridad conectada en el eductor,

esto permitir pasar a travs de ella bombas de toma de presin (BHP) y otras

herramientas, puesto que tienen el mismo dimetro externo que el eductor.

38

II.2.2.- Equipos de Subsuelo

Los equipos de subsuelo utilizados en la completacin de pozos tienen la

finalidad de traer los fluidos desde la formacin productora hasta el cabezal del pozo,

en forma segura para el personal y las instalaciones.

Los principales componentes de los equipos de subsuelo son las tuberas, las

conexiones de las tuberas, empacaduras, equipos adicionales para la completacin y

los equipos adicionales para la produccin.

Propiedades del Acero

Las propiedades fsicas del acero que se deben considerar a los fines de

seleccionar los materiales adecuados para estos equipos son las siguientes [13]:

i) Esfuerzo en el Punto Cedente

Las pruebas de tensin se usan para obtener informacin sobre la resistencia

de los materiales usados. En esta prueba se somete una porcin del material, de

tamao convenido o acordado a un aumento gradual de la carga.

Para cargas relativamente bajas, la elongacin del material es linealmente

proporcional a la carga aplicada. En este caso no ocurren deformaciones permanentes

del material y se dice que el material se encuentra en el rango elstico de la curva.

Este es donde la elongacin es funcin de la carga.

A medida que la carga contina aumentando, se llega a un punto en la

mencionada curva donde se obtiene elongacin sin aumento de la carga. Este punto

se conoce con el nombre de Punto Cedente.

39

Al dividir la carga correspondiente al punto cedente entre el rea transversal

de la seccin sometida a la prueba, se obtiene el esfuerzo cedente. Los aumentos de

cargas, a partir del punto cedente, ocasionan deformaciones permanentes del material

(rango plstico) hasta que fsicamente la seccin de prueba se rompe (punto de

ruptura).

Al esfuerzo en el punto de ruptura se le denomina esfuerzo final de tensin.

En el diseo de una sarta de tubera, el valor numrico de los esfuerzos en tuberas se

deben usar con gran cuidado. Esto se debe a que dichos esfuerzos se determinan

suponiendo slo cargas uniaxiales, mientras que en la realidad, las tuberas estn

sometidas a esfuerzos multidireccionales.

ii) Ductilidad

Es la propiedad que poseen algunos materiales de deformarse en el rango

plstico, sin fracturarse. Por lo tanto, un material con una ductilidad alta se deforma

apreciablemente antes de romperse.

La ductilidad se expresa como un porcentaje de elongacin con respecto a una

seccin patrn, usando una especificacin API para cada grado de tubera.

iii) Dureza

La dureza se refiere a la propiedad que posee un material para resistir a la

formacin de una fractura quebradiza. La dureza o resistencia al impacto se mide

mediante la Prueba del Impacto de Charpy. Esta consiste en golpear y fracturar una

seccin de prueba con un pndulo en movimiento.

Cuando el material falla, se dice que experimenta una fractura dctil o una

fractura quebradiza, las cuales se describen a continuacin.

40

Fractura Dctil: ocurre con una deformacin plstica antes y durante la

propagacin de la fractura.

Fractura Quebradiza: ocurre con muy poca elongacin y con una mayor

rapidez que la fractura dctil.

II.2.2.1.-Tuberas

La funcin de las tuberas es llevar el fluido desde la formacin productora

hasta el cabezal del pozo y/o viceversa [13].

La seleccin y diseo de la tubera es una parte fundamental en la

completacin de un pozo. Para ello, existe un conjunto de prcticas aceptables. Entre

stas se pueden citar las establecidas por la API y las cuales se comentan en los

siguientes documentos de diseo:

Specification for Casing, tubing and Drill pipe, API Standard 5A

Bulletin on performance properties of casing and tubing, API Bulletin

5C2

Recommended practice for care and use of casing and tubing.

Los grados de acero recomendados en las especificaciones API para tuberas

de produccin son: J-55, C-75, C-95, N-80 y P-105. Estas tuberas tienen es cada caso

especificaciones propias en cuanto a presiones de colapso y estallido, tensiones

aceptables, etc.

Cuando se requieren tuberas que deban soportar mayores esfuerzos que una

de grado J-55 se puede usar C-75 C-95. La tubera de grado C recibe tratamiento

trmico para darle mayor resistencia.

41

Las especificaciones de la API relacionadas con las propiedades fsicas de la

tubera se refieren a los siguientes parmetros:

Valores mximos y mnimos de los esfuerzos cedentes Valores mnimos de presin interna cedente Porcentaje mnimo de elongacin en secciones de prueba de dos pulgadas de

largo

Valores de dureza tpica Torque recomendado

El lmite mximo de los esfuerzos cedentes y la mnima elongacin son

factores muy importantes, los cuales son respetados por obligacin por los

fabricantes.

El factor de diseo para el caso de colapso de tubera no debe ser inferior a

1.00 y se debe basar en una diferencia de presin que puede ocurrir, por ejemplo,

cuando el espacio anular est lleno de fluido y la tubera vaca.

La tubera no debe ser sometida a pruebas de presiones cclicas o de pulso

mayores que la presin de trabajo dividida por 1.1, a menos que previamente dicha

tubera sea sometida a pruebas con presiones mayores que la presin de pulso.

Tuberas de alta resistencia: son aquellas que soportan esfuerzos mayores a 8000

psi y su grado es de C-75, N-80, C-98 y P-105. Las tuberas de alta resistencia pueden

presentar problemas debido a la reduccin de la ductilidad y al aumento de la

sensibilidad a roturas, lo cual es particularmente notable en tuberas P-105 [13].

42

Tuberas de baja resistencia: son generalmente dctiles. Por esta razn, la

concentracin de esfuerzos se neutraliza parcialmente mediante la plasticidad del

elemento.

Cuando existe cierto grado de humedad, slo se necesitan trazas de H2S para

que se produzca debilitamiento de la tubera. Este proceso de debilitamiento se le

conoce comnmente con el nombre de corrosin sulfurosa.

Inspeccin de Tubera

A continuacin se describen los tipos de inspeccin de tuberas [13]:

a) Visual: toda tubera que se va a colocar dentro de un pozo debe ser revisada

visualmente antes de ser instalada. Algunos de los efectos que se pueden detectar

visualmente son los siguientes:

- Defectos de fabricacin, tales como roturas, abolladuras, soldaduras,

escamas

- Defectos en la fabricacin de sus roscas

- Daos que pueden ocurrir en el cuerpo de la tubera y/o en sus roscas

durante el transporte y manejo de esas tuberas

II.9.- Tuberas de Superficie utilizadas para el transporte de Gas GPL actualmente de uso comn en Venezuela, Colombia, Brasil y Argentina

43

b) Prueba Hidrosttica: una vez que la tubera se instala en el pozo se le hace

una prueba hidrosttica de presin. Estas pruebas se realizan a presiones en el orden

del 80% del esfuerzo cedente mnimo.

Sin embargo, una prueba hidrosttica exitosa no representa una garanta

suficiente de que no existan defectos en la fabricacin de las tuberas sometidas a

tales pruebas. Es posible que existan defectos de fabricacin que slo se detectan

despus de transcurridos varios ciclos de cambio en las presiones y temperaturas de

trabajo de esas tuberas.

c) Electromagntica: en este mtodo se introduce en la tubera una

herramienta capaz de permitir definir espesores y/o sitios de concentracin de

esfuerzos.

Existen varios mtodos para realizar estas pruebas y cada uno de ellos se

identifica mediante la empresa que lo vende. Por ejemplo: Sonoscope, Tuboscope,

Scanalog, Scanograph. Esencialmente, en cada uno de estos mtodos se investigan

fundamentalmente, defectos de la tubera, incluyendo corrosin.

d) Mediante partculas magnticas: en este mtodo se induce un campo

magntico en la tubera. Esto permite que partculas regadas en la parte extrema de la

tubera se alinean para indicar defectos longitudinales de ella. Este mtodo de

inspeccin no es tan confiable como el electromagntico, ya que slo se limita a la

parte externa de la tubera.

Generalmente, los criterios de inspeccin son diferentes para cada empresa.

Los criterios mas generales de inspeccin son los siguientes:

* Para tuberas nuevas de grado J-55 slo se requiere realizar inspecciones

visuales, de una manera muy cuidadosa. Por lo general, las tuberas de grado J-55 no

44

presentan defectos de fabricacin. Por lo tanto, no se justifica usar otro mtodo de

inspeccin que no sea el visual.

* Para tuberas nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar una

inspeccin electromagntica. Aquellas tuberas que presenten defectos de 5 a 12.5%

de su espesor de pared no deben usarse, y se rechazan.

* Uniones con defectos igual o mayores al 12.5% del espesor de la tubera no

deben usarse.

* Acoplamientos de tuberas de grado C-75 y mayores deben ser

inspeccionados con el mtodo de partculas magnticas y por el mtodo visual.

* Tuberas de grado N-80 y mayores deben ser inspeccionadas mediante el

mtodo electromagntico, si presentan defectos de corrosin y/o de servicio a la vista.

Tubera de Produccin

La parte ms crtica de un programa de completacin lo constituye la

adecuada seleccin, diseo e instalacin de las sartas de tubera [13]. La tubera de

produccin tiene por funcin principal llevar al fluido desde la formacin productora

hasta el cabezal del pozo. Generalmente la tubera de produccin tiene el dimetro

adecuado para obtener la mxima eficiencia de flujo. Tambin se consideran para la

seleccin del dimetro, las condiciones futuras de los trabajos de

reacondicionamientos.

Esta seleccin se lleva a cabo utilizando fundamentalmente las normas del

API Standar 5A y el API Bulletin 5C2.

45

Conexiones de las Tuberas

Existen dos tipos de conexiones de tuberas aceptables por la API: UN y las

EUE.

Las conexiones UN poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia

menor que la del cuerpo del tubo.

Las conexiones EUE poseen 8 vueltas por roscas y una resistencia superior a

la del cuerpo del tubo.

II.2.2.2.- Empacaduras de Produccin [13]

Una empacadura de produccin es una herramienta

de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la

tubera de produccin y la tubera de revestimiento (o la

tubera de produccin y el hoyo abierto). Su funcin es

evitar el flujo vertical de fluidos, desde la empacadura y

por el espacio anular. En la Figura II.10 se observa una

empacadura de Mecanismo Bsico. Las empacaduras de

camisa y los colgadores de tensin se incluyen entre los

tipos de empacadura. Sin embargo, no se utilizan como

empacaduras de produccin.

Las empacaduras de produccin se utilizan para:

- Proteger la tubera de revestimiento del estallido, bajo condiciones de alta

produccin o presiones de inyeccin

- Proteger la tuberas de revestimiento de algunos fluidos corrosivos

II.10.- Sello. Mecanismo Bsico

46

- Prevenir la migracin de fluidos entre zonas a travs de las perforaciones o

fugas de tubera de revestimiento

- Aislar perforaciones y produccin en completaciones mltiples

- Proteger la tubera de revestimiento de colapso por el uso de un fluido

sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubera de produccin y

la tubera de revestimiento

En la Figura II.11 se observa la Empacadura Hidrulica asentada por presin.

Los principales componentes de esta empacadura son Cono, Pistn, Cuas

Mecnicas, Cmara y las Cuas Hidrulicas.

Los elementos bsicos de una empacadura son los siguientes:

- Cuas

- Sellantes

- Dispositivos de friccin

- Anclas hidrulicas

Se discuten en detalle a continuacin:

Cuas: Las cuas pueden ser de una

variedad amplia de formas. Es deseable

que posean un rea superficial adecuada

para mantener la empacadura en

posicin, bajo los diferenciales de

presin previstos a ocurrir a travs de

las empacaduras. Las cuas se deben

reemplazar si ya se han utilizado una

vez en el pozo [13]. II.11.- Empacadura Hidrulica Asentada por Presin

47

Sellantes: Estos elementos estn normalmente construidos con un producto de goma

de nitrilo ya que se ha comprobado que son superiores cuando se utilizan en rangos

de temperatura normal a media [13].

Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime para

formar un sello contra la tubera del revestimiento. Durante la compresin, el

elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la

tubera de revestimiento.

La maleabilidad del elemento sellante para retornar a su forma original

cuando se retiran las fuerzas compresivas, causa que la empacadura se pegue contra

la pared de la tubera de revestimiento. Algunas empacaduras incluyen resortes

retrctiles de acero moldeados dentro del elemento sellante, para resistir la expansin

y ayudar en la retraccin cuando se desasienta la empacadura.

Dispositivos de Friccin: Los elementos de friccin son una parte esencial de

muchos tipos de empacaduras, para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas.

Pueden ser flejes, en resortes o bloques de friccin y, si estn diseados

apropiadamente, cada uno de stos, proporciona las fuerzas de sostenimiento

necesarias para asentar la empacadura [13].

Anclas Hidrulicas: Las anclas hidrulicas o sostenedores hidrulicos

proporcionan un mtodo confiable para prevenir al movimiento que tiende a ocurrir

en una empacadura cuando se aplica una carga en la direccin opuesta a las cuas

principales, ya que estn diseadas para sostener la empacadura [13].

Al seleccionar una empacadura es necesario conocer los siguientes parmetros

o elementos:

48

Las funciones que se espera debe cumplir la empacadura

El ambiente en el cual se usar la empacadura y el diseo mecnico

de la misma

Tipo de Empacadura

Tipo de Completacin

Direccin de la Presin

Procedimiento del asentamiento de la empacadura

Procedimiento de desasentamiento de la empacadura

Costos

Generalmente, se escoge la empacadura menos costosa que pueda realizar las

funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo inicial de la empacadura

no debe ser el nico criterio de seleccin. Las empacaduras ms econmicas son

generalmente las de compresin y las de tensin. Las empacaduras hidrulicas suelen

ser las ms costosas.

Tipos de Empacaduras de Produccin

Las empacaduras pueden ser agrupadas de acuerdo con los mtodos de

asentamiento, la direccin de la presin a travs de la empacadura y el nmero de

orificios a travs de empacadura. Los tipos mas importantes de empacaduras son los

siguientes:

i) Recuperables: se bajan con la tubera de produccin o tubera de

perforacin y se pueden asentar: por compresin, mecnica e hidrulicamente.

Despus de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubera.

(ver Figura II.12)

49

Clasificacin de las empacaduras recuperables: Se pueden clasificar

tomando en cuenta la direccin del diferencial de presin en los siguientes tipos [13]:

* Empacaduras de compresin

* Empacaduras de tensin

* Empacaduras de Compresin-Tensin (ver Figura II.13)

* Empacaduras sencillas y duales de asentamiento hidrulico

ii) Permanentes: estas se pueden colocar con la tubera de produccin o con

equipo de guaya fina. En este ltimo caso, se toman como referencia los cuellos

registrados en el perfil de cementacin combinado CBL VDL CCL GR para

obtener asentamiento en la posicin deseada.

II.12.- Empacadura Recuperable de Tensin

a. Cono b. Cuas

50

Las empacaduras permanentes se pueden

considerar como parte integrante de la tubera de

revestimiento, ya que la tubera de produccin se

puede sacar y dejar la empacadura permanente

asentada en el revestidor. Usualmente, para

destruirla es necesario fresarla, por lo que

frecuentemente se le denomina empacadura

perforable.

Las unidades sellantes se corren con las

tuberas de produccin y se empacan con ancla

en el orificio de la empacadura permanente,

junto con los niples sellantes. Este ltimo arreglo

permite que la tubera de produccin sea colgada

bajo tensin.

Existen programas computarizados que permiten, en una completacin

sencilla, determinar el nmero de unidades sellantes, de acuerdo con el tipo de

servicio que vaya a prestar la empacadura: pozos productores de petrleo y gas, pozos

inyectores de gas, pozos productores de gases corrosivos tales como H2S y CO2.

iii) Permanentes-Recuperables: tienen las mismas caractersticas de las

empacaduras permanentes pero pueden ser recuperadas del pozo cuando se requiera.

Este tipo de empacadura se usa, preferiblemente, en condiciones medianas de presin

y temperatura: 7000 psi de presin diferencial y 350F.

En la industria petrolera nacional las empacaduras ms utilizadas son las

marcas comerciales Baker, Otis, Guiberson y Camco, en dimetros de 41/2, 7 y

95/8.

II.13.- Empacadura Recuperable de Compresin-Tensin

51

II.2.2.3.- Equipos Adicionales para la Completacin

II.2.2.3.1.- Niples de Asiento

Es un dispositivo tubular insertado en la tubera de

produccin que se coloca en el pozo a una determinada profundidad.

Internamente son diseados para alojar un dispositivo de cierre para

controlar la produccin en la tubera de produccin. En las Figuras

II.14, II.15, II.16 y II.17 se muestran algunos tipos de niples de

asiento [13].

Tipos de Niples de Asiento

Selectivo: su principio de funcionamiento est basado en el

conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocadas en

un mandril de cierre. Pueden ser colocados, mas de uno, en una

corrida de tubera de produccin, siempre que tengan la misma

dimensin interna.

Se utilizan para los siguientes objetivos o funciones:

Taponar el